全國34個水電擬在建項目
統(tǒng)計資料2023-10-11
一、水電開發(fā)進程過半，主要流域裝機彈性仍存
1、水能資源集聚十三大基地，開發(fā)程度超60%
作為技術成熟，清潔高效的可再生能源，水電在我國電力供應中承擔著不可替代的重要作用。
一方面，大中型水電站同時兼顧了防洪、供水、灌溉、航運、生態(tài)保護等綜合功能，是保障社會經濟高質量發(fā)展的重要基礎設施。
另一方面，水電是電力系統(tǒng)重要的調節(jié)電源，在新能源高比例接入的新型電力系統(tǒng)中，能發(fā)揮調節(jié)能力與風電、光伏發(fā)電配合運行，平抑風光新能源發(fā)電出力波動，促進新能源大規(guī)模開發(fā)與高比例消納。
根據中國水電發(fā)展遠景規(guī)劃，到2030年我國水電裝機容量將達到5.2億千瓦，其中，常規(guī)水電4.2億千瓦，抽水蓄能1億千瓦，水電開發(fā)程度約60%;到2060年，水電裝機將達到約7.0億千瓦，其中，常規(guī)水電5.0億千瓦，新增擴機和抽水蓄能2.0億千瓦，水電開發(fā)程度73%，基本達到西方國家的開發(fā)水平，水電仍有不小的發(fā)展空間。
我國優(yōu)質大水電資產主要集中在十三大水電基地內，目前開發(fā)程度超60%。金沙江、長江上游、雅礱江、瀾滄江干流、大渡河、怒江等基地的水能資源尤為富集，主要流域的開發(fā)權已經完成分配，由國家能源集團、國家電投、華能集團、華電集團、大唐集團以及三峽集團等進行開發(fā)。
根據最新統(tǒng)計結果，我國水能資源技術可開發(fā)裝機容量約為6.87億千瓦，年均發(fā)電量約為3萬億千瓦時。截至2022年底，我國常規(guī)水電已建裝機規(guī)模約為4.14億千瓦，約占技術開發(fā)量的60.3%，主要大江大河特別是中下游干流的水電開發(fā)基本完成，全國主要流域梯級水電站庫群聯(lián)合調度運行管理格局初步形成。剩余技術可開發(fā)資源主要集中在西南地區(qū)，金沙江上游、雅礱江、大渡河等主要河流仍有一定開發(fā)潛力。
2、主要流域裝機仍有較大彈性，即將迎來新一輪投產高峰
主要流域在建/擬建電站規(guī)模超2500萬千瓦，“十四五”、“十五五”將迎來投產高峰。目前，金沙江/雅礱江/大渡河/瀾滄江流域已投產水電站裝機規(guī)模分別為6142/1920/1739.5/2135萬千瓦。在建水電站中，金沙江流域的葉巴灘水電站(224萬千瓦)、巴塘水電站(75萬千瓦)等預計自2025年起陸續(xù)投產;雅礱江流域的卡拉電站(102萬千瓦)和孟底溝電站(240萬千瓦)首臺機組預計分別于2029、2031年投產，牙根一級水電站(30萬千瓦)已獲得核準，預計首臺機組于2029年投產;大渡河流域的雙江口電站(200萬千瓦)、金川電站(86萬千瓦)、沙坪一級電站(36萬千瓦)、枕頭壩二級電站(30萬千瓦)預計自2024年起陸續(xù)投產;瀾滄江流域西藏段的如美電站(260萬千瓦)及云南段的托巴電站(140萬千瓦)正在建設中，托巴電站首臺機組預計于2024年投產。
雅礱江、大渡河、瀾滄江裝機均有較高增長潛力，其中大渡河短期內裝機彈性最高，金沙江增量主要來自上游。從各個流域的在建和規(guī)劃裝機情況來看，金沙江在建裝機620.6萬千瓦，占已投產裝機的10.1%，在建+擬建裝機860.6萬千瓦，占已投產裝機的14.0%，規(guī)劃裝機1212萬千瓦，占已投產裝機的19.7%，增量主要在上游流域;雅礱江在建裝機342萬千瓦，占已投產裝機的17.8%，在建+擬建裝機777萬千瓦，占已投產裝機的40.5%，規(guī)劃裝機325萬千瓦，占已投產裝機的16.9%;大渡河在建裝機538.2萬千瓦，占已投產裝機的30.9%，在建+擬建裝機835.2萬千瓦，占已投產裝機的48.0%，規(guī)劃裝機126萬千瓦，占已投產裝機的7.2%;瀾滄江在建裝機400萬千瓦，占已投產裝機的18.7%，在建+擬建裝機760萬千瓦，占已投產裝機的35.6%，規(guī)劃裝機461.8萬千瓦，占已投產裝機的21.6%。雅礱江、大渡河、瀾滄江水電站在建+擬建規(guī)模占當前已投產規(guī)模的比重較高，并且將集中于“十四五”、“十五五”期間投產，有望獲得較大的業(yè)績增長彈性。
3、梯級聯(lián)調增量，風光水儲協(xié)同，擴機與抽蓄共舞
(1)梯級電站聯(lián)合調度，多重效益凸顯
水電出力受季節(jié)影響波動明顯，聯(lián)合調度可一定程度上熨平波動。流域梯級水電站聯(lián)合調度，指的是流域內一群相互間具有聯(lián)系的梯級水庫和水電站以及相關工程設施進行統(tǒng)一的協(xié)調調度，通過優(yōu)化調度使各個水庫和水電站的作用和效益達到最大化。一方面，流域梯級電站的聯(lián)合調度可以通過具有年調節(jié)性能的水庫攔蓄豐水期來水，減少無益棄水，補充枯水期水量以提高枯水期發(fā)電量，緩解豐枯期電力供需矛盾，一定程度上熨平水電的出力波動，提高電網運行安全性。另一方面，在滿足防洪要求的前提下，通過聯(lián)合調度可適當提前每年的汛后蓄水時間，延遲汛前水位消落時間，盡量在非汛期保持較高的平均運行水頭。
以長江電力為例：因三峽電站所有機組過流能力大于葛洲壩電站，當預報三峽來水大于葛洲壩所有機組過流能力時，可以通過降低三峽電站的發(fā)電流量來匹配葛洲壩電站機組，盡量讓來水依次通過三峽、葛洲壩電站機組過流，從而增加葛洲壩電站的發(fā)電量。2014年，公司向家壩、溪洛渡電站投產后開啟“四庫聯(lián)調”，年節(jié)水增發(fā)電量接近100億千瓦時，三峽、葛洲壩、溪洛渡及向家壩四座電站近年的實際發(fā)電量，均已經超過各自設計電量。隨著烏東德、白鶴灘水電站投產，“四庫聯(lián)調”升級為“六庫聯(lián)調”，增發(fā)電量進一步提升。根據公司2022年度暨2023年第一季度業(yè)績說明會，六庫聯(lián)調后將額外增發(fā)電量60-70億千瓦時。
(2)提升系統(tǒng)穩(wěn)定性，風光水儲一體化協(xié)同空間廣闊
水電可平抑新能源出力波動，增強系統(tǒng)調節(jié)能力，“雙碳”目標下優(yōu)勢更加明顯。風、光資源在時空上的隨機性、間歇性所導致的風、光出力的頻繁波動，極大地加劇了電網調峰、調頻的壓力，對電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行影響較大。充分發(fā)揮水電調節(jié)速度快、能源可存儲等優(yōu)點，能有效緩解間歇性能源出力波動給電力系統(tǒng)帶來的影響，更好地發(fā)揮促消納、保安全作用。以西南區(qū)域可再生能源開發(fā)基地為例，拓展水風光儲一體化基地建設，可以充分利用有效庫容調節(jié)風光出力波動，成為了風、光等多能互補開發(fā)的重要互補能源，這也是目前解決大規(guī)模間歇性能源電力外送的有效途徑之一。
四川、云南兩省借助自身的水電資源優(yōu)勢，布局多個水風光綜合能源基地。2021年3月，新華社公布《中華人民共和國國民經濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和2035年遠景目標綱要》。根據規(guī)劃，十四五期間將重點發(fā)展九大清潔能源基地。2022年4月，云南省政府發(fā)布關于加快光伏發(fā)電發(fā)展若干政策措施指出，重點支持金沙江下游、瀾滄江中下游、紅河流域、金沙江中游、瀾滄江金沙江上游“風光水儲”等6個多能互補基地，爭取3年時間全面開工并基本建成?！端拇ㄊ?ldquo;十四五”電力發(fā)展規(guī)劃》指出，以金沙江上下游、雅礱江、大渡河中上游等為重點，規(guī)劃建設水風光一體化可再生能源綜合開發(fā)基地。
金沙江上游：按風光水儲一體化方式建設，主要建設內容包括金上川藏段水電、沿江配套風光電，規(guī)劃裝機容量超3000萬千瓦。其中，金上川藏段水電裝機接近1000萬千瓦。2023年6月，金上基地西藏昂多1800兆瓦光伏發(fā)電項目開工建設，是全球在建規(guī)模最大，海拔最高的清潔能源項目，建成后年計劃發(fā)電量35.5億千瓦時;西藏貢覺拉妥800兆瓦光伏發(fā)電項目開工建設，建成后年計劃發(fā)電量為16億千瓦時。
金沙江下游：目前，金沙江下游風光資源總量約2048萬千瓦。“十四五”期間，基地新建風電、光伏項目的總裝機規(guī)模預計超1500萬千瓦，預計帶來直接總投資超900億元。截至目前，金沙江下游云南側首批270萬千瓦風光項目已列入《國家第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電、光伏基地建設項目清單》，且部分項目已順利實現(xiàn)開工建設，小羊窩50兆瓦光伏電站已于2022年9月建成投產。
雅礱江：按照整體規(guī)劃，雅礱江規(guī)劃了22座梯級電站，共計3000萬千瓦的裝機規(guī)模。初步計算，雅礱江流域沿岸兩側風電、光電可開發(fā)量超過4000萬千瓦。“十四五“期間，雅礱江一體化基地規(guī)劃裝機5711萬千瓦，包括水電2658萬千瓦、光伏發(fā)電2603萬千瓦、風電450萬千瓦;規(guī)劃布局抽水蓄能站點4個，裝機570萬千瓦。
大渡河：國能大渡河公司已成功取得雅安市85萬千瓦風光項目開發(fā)權，瀑布溝水風光一體化基地成為四川省首批獲準實施的一體化項目。公司負責人指出，公司將力爭到2025年形成新能源開發(fā)“152格局”，即資源儲備超1000萬千瓦，核準備案開工500萬千瓦，投產200萬千瓦，打造大渡河上游阿壩州、中下游瀑布溝兩個千萬千瓦級水風光一體化清潔能源示范基地。
瀾滄江：華能水電黨委書記、董事長袁湘華指出，公司將結合流域存量水電擴機、抽水蓄能電站建設，配套再開發(fā)流域新能源3800萬千瓦，最終形成4000萬千瓦水電裝機，6000萬千瓦新能源裝機。預計到“十五五”末，瀾滄江流域一體化基地(云南段+西藏段)總裝機規(guī)模超過5500萬千瓦，其中水電裝機超3300萬千瓦，新能源裝機約2200萬千瓦。1)瀾滄江云南段風光一體化基地按照“水+風+光”的一體化互補開發(fā)模式，以單位千瓦投資和有效單位度電投資較小、棄風棄光率較小為原則，測算基地總規(guī)模4000萬千瓦，其中水電2500萬千瓦，風電55萬千瓦，光伏發(fā)電1450萬千瓦。預計“十四五”風光建設規(guī)模1000萬千瓦，2030年全部建成投產。同時，按照不削弱系統(tǒng)調峰能力、促進新能源電力消納原則，在經濟合理的條件下，梯級水電可擴機約600萬千瓦。2)瀾滄江西藏段風光一體化基地采取水電+光伏互補的開發(fā)模式，先期開發(fā)可再生能源2000萬千瓦，其中水電1000萬千瓦，光伏超1000萬千瓦，后期結合流域水電擴機、開發(fā)流域抽水蓄能300-500萬千瓦，配套開發(fā)新能源1300萬千瓦。
(3)用好存量做好增量，擴機和抽蓄經濟效益明顯
水電擴機主要通過對擁有調節(jié)水庫的已建水電站進行擴建，具有投資少、造價低、工期短的優(yōu)點。相較新建水電站，水電擴機增容審批手續(xù)簡化、工期短、投資少，投資主要是機電和廠房，靜態(tài)投資約2000～3000元/千瓦，僅是新建水電的20%～30%，經濟性較好。挪威、美國等國水電開發(fā)較早且水電富集，已將存量水電擴機增容作為本國水電裝機容量增加主要方式。我國南方區(qū)域瀾滄江、金沙江、烏江、紅水河等流域部分調節(jié)能力較好的水電站均具備擴機條件，積極推進水電擴機，不僅可以提高水能利用率、增強系統(tǒng)日內調峰能力，還有助于保障電網安全穩(wěn)定運行，提高電力系統(tǒng)整體效率?！?ldquo;十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》提出，在中東部及西部地區(qū)，適應新能源的大規(guī)模發(fā)展，對已建、在建水電機組進行增容改造?？茖W推進金沙江、雅礱江、大渡河、烏江、紅水河、黃河上游等主要水電基地擴機。
新能源快速擴張下，抽水蓄能裝機有望穩(wěn)步提升。抽水蓄能電站具有調峰、填谷、儲能等多種功能，啟停靈活、反應速度快、調峰能力強，是建設新型能源體系、實現(xiàn)‘雙碳’目標的重要支撐。隨著常規(guī)水電的開發(fā)進度逐漸放緩，為適應新型電力系統(tǒng)建設和大規(guī)模高比例新能源發(fā)展的需要，國家能源局發(fā)布《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035年)》，提出至2025、2030年，我國抽水蓄能裝機將分別達到62/120GW。截至2022年底，我國抽水蓄能已建、在建裝機規(guī)模達到1.67億千瓦，其中，已建規(guī)模4579萬千瓦，約占全球抽水蓄能裝機的26.2%，位居世界首位。同時還有接近2億千瓦的抽水蓄能電站正在開展前期勘察設計工作。分區(qū)域來看，華東區(qū)域抽蓄已建裝機容量最大，南方、華北區(qū)域次之;華中區(qū)域抽蓄在建裝機容量最大，其次為華東和華北區(qū)域。
二、雅礱江度電指標優(yōu)異，大渡河改善彈性充足
1、長江電力：烏白注入大幅提升發(fā)電量，外送電價提升拓寬盈利空間
坐擁長江優(yōu)質水資源，烏白注入裝機再邁新臺階。公司下屬6座水電站均位于長江及金沙江干流區(qū)域，常年來水豐富且來水情況穩(wěn)定，公司擁有國內最優(yōu)的水電資源稟賦。裝機容量是水電公司的關鍵競爭力，隨著烏白電站注入，公司裝機容量再邁新臺階，公司控股水電裝機增加至7169.5萬千瓦，相比注入前增長57%。在全球12大水電站中，公司擁有5座，在國內十大水電站中占據前五名。根據公司歷史數(shù)據，隨著每次新水電站注入，裝機容量上升一個臺階，公司營業(yè)收入、利潤均會出現(xiàn)較大增長，呈“階躍式”上升。此外，隨著烏東德、白鶴灘水電站投產，“四庫聯(lián)調”升級為“六庫聯(lián)調”，增發(fā)電量進一步提升。根據公司2022年度暨2023年第一季度業(yè)績說明會，六庫聯(lián)調后將額外增發(fā)電量60-70億千瓦時。
烏白外送電價落地，高電價地區(qū)輸電比例上升增厚利潤。2020年12月，國家發(fā)改委價格司明確烏東德電站送廣東、廣西采用倒推機制，送廣東優(yōu)先發(fā)電計劃電量分為保量保價和保量競價部分，保量保價電量落地電價為0.421元/千瓦時，倒推至上網側為0.3132元/千瓦時，保量競價電量通過落地端市場化方式形成;送廣西優(yōu)先發(fā)電計劃電量落地電價為0.35元/千瓦時，倒推至上網側為0.2543元/千瓦時。白鶴灘電站向江蘇、浙江地區(qū)輸電，兩省落地電價為0.4388元/千瓦時，輸電價格分別為8.36/8.14分/千瓦時，倒推送浙上網電價為0.323元/千瓦時，送蘇上網電價0.325元/千瓦時，均高于公司約0.27元/千瓦時的歷史上網均價。此外，根據公司業(yè)績會說明，預計今年烏白電價向高電價地區(qū)輸送電量比例從60%提高至80%，有望進一步增厚利潤。
聚焦多能互補，高質量推進金下水風光儲一體化基地建設。抽水蓄能：公司首座抽水蓄能電站——甘肅張掖抽蓄電站順利開工，并已鎖定項目資源規(guī)模3000-4000萬千瓦(接近兩個三峽電站的裝機規(guī)模)，積極穩(wěn)妥推進項目資源獲取和開工建設。新能源：公司充分發(fā)揮水電與新能源的互補特性，聚焦大水電為基礎的水風光一體化可再生能源綜合基地開發(fā)，打造“抽水蓄能+新能源”業(yè)務發(fā)展模式。目前，正全力推進金沙江下游超1500萬千瓦水風光儲一體化大基地開發(fā)建設工作。十四五”期間，公司總新能源裝機規(guī)劃力爭突破千萬千瓦級規(guī)模，其中風電裝機占比約為30%，光伏裝機占比約為70%。
優(yōu)質運營型現(xiàn)金流資產，高分紅率凸顯類債資產價值。公司經營穩(wěn)定、財務報表扎實穩(wěn)健，利潤及現(xiàn)金創(chuàng)造能力突出，多年來持續(xù)通過高比例現(xiàn)金分紅方式和股東分享經營成果。2016年以來，公司分紅率保持在60%以上。公司承諾十四五期間分紅率不低于70%，2022年分紅總額200.92億元，對應過渡期(22M2-12)歸母凈利潤100%分紅率，對應全年歸母凈利潤分紅率高達94%，遠超公司承諾2021-2025年每年不低于70%的分紅率。從股息率來看，公司2016年以來股息率保持在3.6%以上，常年高于十年期國債到期收益率0.5pct以上，2022年度股息率同比上升0.2pct，達到3.8%。
2、雅礱江水電：聯(lián)合調度優(yōu)勢明顯，“量+價”彈性充足
(1)新增裝機+聯(lián)合調度，發(fā)電量有望持續(xù)增長
雅礱江是金沙江第一大支流，裝機規(guī)模為全國梯級水庫第三。雅礱江水能資源十分豐富和集中，水量豐沛、落差大，在全國規(guī)劃的十三大水電基地中規(guī)模位居第三，規(guī)劃開發(fā)22座梯級電站，干流技術可開發(fā)總裝機規(guī)模約3000萬千瓦，約占四川省技術可開發(fā)量的24%。據統(tǒng)計，長江流域開發(fā)的大型骨干水電站中，裝機容量為200～500萬千瓦的有17座，其中雅礱江流域已投產發(fā)電就有5座(錦屏一級、錦屏二級、官地、桐子林、二灘水電站)。目前，雅礱江已投產水電和新能源裝機近2100萬千瓦，在建水電項目裝機372萬千瓦，在建新能源及抽水蓄能項目裝機262.8萬千瓦。雅礱江流域清潔能源示范基地全部建成后總規(guī)模超1億千瓦，年發(fā)電量約3000億千瓦時。梯級水庫優(yōu)化調度能夠顯著提高流域水庫群年發(fā)電量，并有效減少水庫棄水，提高流域水能資源利用效率。據計算，采用聯(lián)合優(yōu)化調度后，雅礱江各座水庫年均發(fā)電量分別為115.48、67.24、190.14、254.16、112.84、170.05和27.04億千瓦時，共計936.96億千瓦時，與單庫簡化運行結果相比增發(fā)電量75.06億千瓦時(+8.7%)。雅礱江各座水庫年均棄水量有所減少，各級水庫棄水量減少9.5%~30.8%，梯級水庫群年均棄水373.67億方，與單庫調度結果相比減少135.74億方(-26.6%)，水能資源利用效率顯著提升。
(2)電力供需格局優(yōu)化，外送和省內電價均有望提升
省內用電需求增速較高，市場電占比過半，有助于電價上升。近年來，隨著四川省經濟的快速發(fā)展。省內用電量增速逐漸超過發(fā)電量增速，省內供需格局持續(xù)改善。2018-2022年，四川省外送電量由1333.25億千瓦時增長至1589.71億千瓦時，年均復合增速為4.50%;留川及外購電量由232.01億千瓦時增長至424.74億千瓦時，年均復合增速為16.32%。根據四川電力交易中心數(shù)據，四川市場化交易電量占比較高，且近年來呈現(xiàn)持續(xù)上升的趨勢，2022年達到54.9%。2022年四川省水電市場化交易均價為0.224元/千瓦時，同比+7.0%。預計隨著省內供需格局持續(xù)改善，市場化交易電價將進一步提高，帶動水電上網電價上漲。
2022年7月，江蘇省將錦官電源組送蘇電價形成機制完善為“基準落地電價+浮動電價”機制。其中，基準落地電價為江蘇省燃煤發(fā)電基準電價0.391元/千瓦時，浮動電價參照江蘇省煤電市場交易結果，上浮空間由送、受雙方按照1:1比例分享。從2022年8月1日起，錦官電源組送江蘇上網電價提升至0.3195元/千瓦時。受益于外送電價提升，雅礱江水電2022Q4上網電價為0.288元/千瓦時，同比+18.10%;2023Q1/Q2/H1分別達到0.314/0.342/0.325元/千瓦時，同比提升4.64%/16.7%/9.84%。電價提升彌補了上半年水電發(fā)電量下滑的影響，2023H1公司水電板塊歸母凈利潤24.87億元，同比16.2%。預計在外送電價上漲，省內供需格局優(yōu)化，市場化進程加速的綜合影響下，公司水電上網電價有望進一步提升，長期盈利增長可期。
積極拓展新能源業(yè)務，打造綠色清潔能源品牌。雅礱江水電公司實施綠色能源開發(fā)兩個“四階段”戰(zhàn)略，即水能資源開發(fā)“四階段”戰(zhàn)略和新能源及抽水蓄能開發(fā)“四階段”戰(zhàn)略，加快推進流域綠色清潔可再生能源示范基地建設，擴大新能源規(guī)模。根據公司規(guī)劃，2030年以前，公司新能源裝機將達到2000萬千瓦左右，抽水蓄能裝機將達到500萬千瓦左右。截至2023年3月底，公司新能源裝機為44萬千瓦，暫無抽蓄裝機，未來有較大的增長空間。
3、國能大渡河：基建設施優(yōu)化，水電消納困局有望得解
大渡河開發(fā)條件優(yōu)越，坐擁較為稀缺的水電資源。大渡河是長江上游二級支流、岷江最大支流，水量充沛，年徑流量470億立方米，干流河道全長超1000公里，天然落差約4000米，開發(fā)條件優(yōu)越且靠近四川負荷中心，是我國不可多得的水能寶庫。四川省對大渡河采用28級開發(fā)方案，總容量約2700萬千瓦，占四川省水電資源總量的20%以上，上游、中游、下游分別規(guī)劃10/8/10個梯級電站。
大渡河流域電站送出通道能力不足、網架局部阻塞嚴重，阻礙了水電的消納。根據國家能源局通報，2020年，全國棄水主要發(fā)生在四川省，其主要流域棄水電量約202億千瓦時，而四川省棄水主要集中在大渡河干流，約占全省棄水電量的53%。通道不暢是大渡河棄水電量居高不下的核心原因?？缡⊥ǖ婪矫?，四川省曾規(guī)劃過雅安-武漢1000千伏特高壓交流參與川電外送，但因該項目擱淺導致目前大渡河水電無專門通道外送，只能利用現(xiàn)有的較小容量跨省外送通道;而跨省通道在汛期只能優(yōu)先供國調機組使用，有富余能力才會分配給大渡河等省調電站。省內通道方面，四川電網“強直弱交”問題突出，由于到省內負荷中心的通道容量受到電網安全約束，大渡河水電還面臨省內通道受限的制約，形成局部斷面受阻。大渡河的水電消納問題關乎四川省電力供應保障能力，同時也對發(fā)電企業(yè)的發(fā)電效率和盈利能力帶來了負面影響。
調度優(yōu)先級較低，省內水電市場化電價折價明顯，公司綜合上網電價低于批復價，拖累盈利。根據四川省規(guī)劃，國能大渡河全部上網電量參與省調，優(yōu)先級低于國調和網調，并且無專門的外送通道。同時，公司電站多為日調及季調電站，發(fā)電量大多集中于豐水期，而四川的豐枯電價機制(豐水期電價較平水期下浮24%;枯水期較平水期上浮24.5%)導致公司上網電價整體偏低。此外，四川省近年來市場交易電量以水電為主，水電上網電價普遍存在折價的現(xiàn)象，導致四川省內消納的水電電價普遍低于其批復電價。2019年四川省發(fā)改委出臺了《關于再次降低四川電網一般工商業(yè)用電價格等有關事項的通知》，對于公司下屬的電站電價進行批復;而根據四川省電力交易中心數(shù)據，2022年四川省水電市場化交易均價為0.2238元/千瓦時，低于公司下屬大部分水電站的批復電價，一定程度上拖累了公司盈利。
特高壓線路的打通將打開消納市場，將棄水電量轉換為上網電量。根據《四川省“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃》《四川省“十四五”電力發(fā)展規(guī)劃》和《重慶市能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》，川渝特高壓交流目標網架建設成為重點推進的項目，其中與促進水電消納有關的項目有甘孜—天府南—成都東、阿壩—成都東、天府南—重慶銅梁1000千伏特高壓交流輸變電工程及其配套500千伏工程等。國家電網川渝1000千伏特高壓交流工程已于2022年9月正式開工，計劃于2025年夏季高峰前投運。川渝特高壓線路建成后將連接四川、重慶的電源和負荷中心，川渝斷面輸電能力將由600萬千瓦提升至1000萬千瓦，有望大幅增加大渡河水電的消納能力。川渝地區(qū)用電需求快速增長的背景下，大渡河公司盈利回升可期。隨著成渝雙城經濟圈快速發(fā)展，四川和重慶的用電負荷有望保持快速增長趨勢，預計2025年川渝最大負荷將分別超過8900萬千瓦、3550萬千瓦，分別比2020年增長10.5%、44.31%。在電力供給緊平衡的背景下，川渝地區(qū)市場化交易電價中樞有望上行，而隨著水電參與市場化交易的比例不斷提升，其上網電價也存在上浮趨勢，從而為水電公司業(yè)績增長提供支撐。
2025年前后大渡河流域將迎來新一輪電站集中投產，雙江口電站將為下游電站帶來增發(fā)電量。截至2022年底，公司在建水電站有雙江口、金川、沙坪一級和枕頭壩二級，合計裝機容量352萬千瓦，預計自2024年末開始逐步投產，2026年全部投產完成，在建項目全部投產后預計將增加年均發(fā)電量143億千瓦時。此外，由于雙江口電站具有年調節(jié)能力(正常蓄水位2500米，水庫總庫容28.97億立方米，調節(jié)庫容19.17億立方米)，可使大渡河干流梯級電站增加枯期電量67億千瓦時，增加枯期出力176萬千瓦，極大地提高流域梯級的電能質量，增加下游電站的發(fā)電效益。
集團轉型目標明確，母公司國電電力承擔裝機重任，新能源裝機有望快速增長。“十四五”期間，國家能源集團給分子公司下達的新能源新增總裝機任務約1.2億千瓦，遠高于此前其公布的計劃新增7000-8000萬千瓦可再生能源數(shù)據。其中，僅光伏新增裝機的目標就高達7000萬千瓦左右。與此同時，國家能源集團在光伏領域的發(fā)展相較風電來說明顯不足，截至2022年，集團的風電裝機量為5373萬千瓦，而光伏裝機量僅為1640萬千瓦。作為集團旗下重要的上市公司之一，母公司國電電力需承擔起裝機重任。據國電電力公告，公司“十四五”期間規(guī)劃新增新能源裝機3500萬千瓦，2023年計劃獲取新能源資源超過1400萬千瓦，核準1200萬千瓦，開工960萬千瓦，投產800萬千瓦。
4、華能水電：集團水電業(yè)務唯一整合平臺，受益云南供需格局改善
華能水電是華能集團水電業(yè)務的唯一整合平臺，擁有瀾滄江全流域干流水電資源的開發(fā)權。瀾滄江發(fā)源于青藏高原唐古拉山，經由西藏、青海流入云南，自西雙版納流出國境，干流全長2153公里，目前已投產裝機2195萬千瓦，規(guī)模僅次于金沙江。公司作為云南省內最大的發(fā)電企業(yè)，擁有瀾滄江干流全部水資源開發(fā)權(包括西藏境內流域)。公司外送電比例在50%左右，市場化電量占比較高。根據《2021-2023年瀾滄江上游水電站送電廣東購售電合同》和國家發(fā)展改革委國家能源局關于規(guī)范優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電計劃管理的通知》，2021-2023年瀾滄江上游水電站全部上網電量送電廣東省，優(yōu)先發(fā)電計劃電量236.0億千瓦時，包含保量保價電量(200.0億千瓦時)和保量競價電量(36.0億千瓦時);超過年度優(yōu)先發(fā)電計劃電量的上網電量全部認定為市場化交易電量。其余電站電量進入云南電網，其中部分滿足省內用電需求，部分通過云南電網再進入南方電網外送廣東、廣西及境外。根據公司2022年發(fā)電情況計算，公司市場化電量占比接近70%。
保量保價電量0.3元/千瓦時，其余西電東送電量電價也高于公司均價。瀾上點對網200億千瓦時：保量保價，0.3元/千瓦時?瀾上點對網36億千瓦時：保量競價，上網電價=0.3元/千瓦時-當月廣東省內市場化交易電量(包括年度長協(xié)和月競)加權平均降幅。2021年廣東省中長期電力市場一級市場成交電量2788.4億千瓦時，平均成交價差-46.3厘/千瓦時，計算可得上網電價為0.2537元/千瓦時。2022年起，廣東電力市場“價差模式”改為“絕對價格模式”。瀾上點對網市場電、其他電站網對網送廣東：落地電價扣除輸配電價后倒推。目前，西電東送框架協(xié)議電價還未確定。2016年西電東送框架協(xié)議價格廣東落地電價0.4505元/千瓦時，扣減超高壓輸配電價0.082元/千瓦時、線損電價及云南省500千伏輸電價0.0915元/千瓦時，計算可得上網電價為0.25278元/千瓦時。2019年云南送廣東超高壓輸配電價下調至0.0755元/千瓦時，線損率6.57%，2023年云南省內500千伏輸電價下調至0.064元/千瓦時，并且廣東省燃煤標桿電價上調至0.4530元/千瓦時，預計該部分上網電價會有進一步提高。其他電站網對網送廣西：落地電價扣除輸配電價后倒推。廣西燃煤標桿電價為0.4197元/千瓦時，預計上網電價低于廣東。其余電站留存云南電量：留存云南的部分中，漫灣等水電站不參與市場化交易，批復電價為0.172元/千瓦時;其余電站上網電價根據云南當月市場化交易結果確定，2022年云南省市場化交易電價為0.223元/千瓦時，水電市場化交易均價為0.20785元/千瓦時。
裝機增長空間較大，瀾滄江西藏段潛在增量近800萬千瓦。截至2023年6月底，公司擁有已核準的在建、籌建電站裝機容量約656.30萬千瓦，在建工程主要包括托巴水電站、新能源項目，以及瀾上項目前期工作等。根據公司公告，瀾滄江上游西藏段干流規(guī)劃有8個梯級，根據規(guī)劃，從上至下依次為側格(12.9萬千瓦)、約龍(12.9萬千瓦)、卡貢(24萬千瓦)、班達(150萬千瓦)、如美(260萬千瓦)、邦多(72萬千瓦)、古學(210萬千瓦)，曲孜卡(40.5萬千瓦)，裝機容量合計782.3萬千瓦。瀾滄江上游西藏段梯級具有一定的調節(jié)能力，流域周邊太陽能資源較好，與水電能夠形成一定的互補性，可打造西藏境內水、光互補的千萬千瓦級清潔能源基地。高耗能企業(yè)帶動省內用電需求，云南市場化交易電價有望上行。和四川省類似，由于水資源充裕，長期以來云南省的發(fā)電量增速快于用電量增速，導致省內上網電價低廉。2017年以來，云南省依托能源資源優(yōu)勢，通過產能置換，先后開工并建設了一批水電鋁項目，全省現(xiàn)有產能已達610萬噸。隨著全國電解鋁“北鋁南移、東鋁西移”進程加快，云南主動承接產能轉移，先后引進一批國內鋁工業(yè)龍頭企業(yè)，待全部項目建成后，產能將達800多萬噸，接近全國電解鋁產能的五分之一。在高耗能產業(yè)擴產的推動下，云南電力供需格局逐漸改善，加上較高的市場化交易電量占比帶來了更多的價格彈性空間，云南省市場化交易電價呈現(xiàn)上行趨勢，2022年云南市場化交易電價為0.223元/千瓦時，同比+10.1%。
瀾滄江“雙千萬千瓦”清潔能源基地，助力“風光水儲一體化”可持續(xù)發(fā)展。根據公司規(guī)劃，“十四五”期間新增投產新能源裝機1000萬千瓦，其中80%為光伏，20%為風電，項目均位于云南段;到2035年，以建成投產世界第一高壩的如美電站為標志，全面建成瀾滄江水風光一體化清潔能源基地，總裝機容量突破8000萬千瓦，新能源裝機達到4000萬千瓦，超過水電裝機。截至2023年6月底，公司在運風電裝機13.5萬千瓦，光伏裝機124.9萬千瓦，清潔能源發(fā)電新增裝機容量較2022年末增長125.04%。目前，公司在建光伏項目47個，裝機容量合計344.4萬千瓦。
5、對比：大渡河短期裝機彈性高，雅礱江度電指標最優(yōu)，長電高分紅高股息
從所在流域常規(guī)水電的裝機彈性來看，短期大渡河裝機增量彈性最大，中長期內雅礱江水電裝機有較大增長潛力。按照當前的在建和擬建裝機量計算，金沙江流域擬于“十四五”剩余期間投產的水電裝機約338萬千瓦，于“十五五”及以后期間投產約522.6萬千瓦;雅礱江流域的水電投產集中在“十五五”及以后期間，規(guī)模約為777萬千瓦;大渡河流域擬于“十四五”剩余期間投產的水電裝機約為494.2萬千瓦，于“十五五”及以后期間投產約341萬千瓦;瀾滄江流域擬于“十四五”剩余期間投產的水電裝機約為140萬千瓦，擬于“十五五”及以后期間投產約620萬千瓦。分投資主體來看，國電電力下屬的國能大渡河在建裝機相較已投產裝機的彈性最高，為31.8%，在建+擬建裝機彈性也最高，為58.6%。盡管長江電力暫無新增水電站規(guī)劃，但公司正在積極推進擴機增容，向家壩計劃擴機135萬千瓦，葛洲壩已完成增容47.5萬千瓦，擴機增容規(guī)模合計182.5萬千瓦，較已投產裝機的彈性為2.5%。
新投產水電納入綠證核發(fā)范圍，有望增厚水電運營商收入。2023年8月，國家發(fā)改委、財政部、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知》，提出對2023年1月1日(含)以后新投產的完全市場化常規(guī)水電項目，核發(fā)可交易綠證。根據“中國綠色電力證書認購交易平臺”數(shù)據，2023年1-7月風電、光伏綠證平均交易價格為30-50元/張?！锻ㄖ穼⑿峦懂a水電納入綠證合法范圍，有望進一步增厚水電運營商收入，隨著后續(xù)綠證交易市場的不斷完善，裝機彈性較大的國能大渡河和雅礱江水電等將持續(xù)受益。從外送電量和電價水平來看，長江電力和雅礱江水電外送電占比較高，綜合上網電價也較高，國能大渡河及華能水電上網電量主要留存當?shù)叵{，電價較低。
長江電力：上網電量主要送往華東、廣東等區(qū)域消納，外送電價較高。例如公司三峽電站送上海電價為0.2613元/千瓦時，送浙江電價為0.2783元/千瓦時;白鶴灘電站送浙江電價0.3230元/千瓦時，送江蘇電價0.3250元/千瓦時，均高于水電上網平均電價，因而公司綜合上網電價也較高，在0.27元/千瓦時左右。雅礱江水電：消納區(qū)域主要為川渝和江蘇地區(qū)，綜合電價同樣相對較高。公司錦官電源組送江蘇電量占比約為60%，送蘇電價為0.3195元/千瓦時;兩河口電站留存四川，執(zhí)行臨時電價0.3766元/千瓦時(平水期)。國電電力：國能大渡河上網電量主要留存四川當?shù)叵{，并接受省調。由于調度優(yōu)先級靠后，且四川省水電電價存在折價，全省市場化交易電價低于公司大部分電站的批復電價，一定程度上拖累公司盈利。華能水電：公司電力消納主要包括三種方式：瀾上5座電站通過滇西北特高壓點對網送廣東，享受0.3元/千瓦時的高電價;其余電站發(fā)電量進入云南電網，一部分參與西電東送網對網送至廣東、廣西及境外，另一部分滿足省內用電需求。據測算，公司2022年外送電占比約為50%，但由于留存云南省內消納部分電價較低，優(yōu)先計劃電量電價僅為0.172元/千瓦時，拖累水電整體上網電價。
從新能源裝機規(guī)劃來看，國電電力規(guī)劃新增裝機最多，其他三家公司新增裝機量相當。長江電力“十四五”期間裝機力爭突破千萬千瓦級規(guī)模，其中風電裝機占比約為30%，光伏裝機占比70%;雅礱江水電預計于2030年前實現(xiàn)風光裝機量達到2000萬千瓦左右，抽蓄規(guī)模達到500萬千瓦左右;國能大渡河的母公司國電電力“十四五”期間擬新增新能源裝機3500萬千瓦;華能水電預計“十四五”期間新增新能源裝機1000萬千瓦，其中80%為光伏，20%為風電。
雅礱江度電指標最優(yōu)，長電充?，F(xiàn)金流支撐高分紅。為了直觀體現(xiàn)不同水電公司的經營效率和盈利能力，我們計算了2023年上半年長江電力、華能水電、雅礱江水電和國能大渡河的度電收入、利潤等指標并進行對比。2023H1，長江電力、雅礱江水電、國能大渡河、華能水電的水電發(fā)電量分別為1032.14/348.89/145.47/363.71億千瓦時。度電營收及利潤：雅礱江水電的度電營收和度電凈利潤最高，分別達到0.316元/千瓦時和0.123元/千瓦時，體現(xiàn)出公司良好的資產質量和盈利能力。華能水電的度電收入最低，主要受到云南當?shù)厮娚暇W電價偏低的影響。國能大渡河度電利潤最低，主要受到水電消納問題和較低電價的拖累。度電折舊攤銷：華能水電的度電折舊攤銷最低，為0.073元/千瓦時，相較長江電力和雅礱江水電分別低0.020、0.014元/千瓦時。度電經營性現(xiàn)金流：長江電力的度電經營性現(xiàn)金流最高，為0.243元/千瓦時，充裕的現(xiàn)金支撐高分紅比例，公司分紅比例和股息率均明顯高于同行業(yè)可比公司，凸顯長期投資價值。
精選報告來源：未來智庫
報告出品方/作者：招商證券，宋盈盈
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